各市（州）发改委（能源局）、长白山管委会经发局、梅河口市发改局，各中省直有关部门、单位：
现将《吉林省能源领域2030年前碳达峰实施方案》印发给你们，请认真贯彻执行。
各省、自治区、直辖市人民政府，新疆生产建设兵团，国务院有关部门，有关中央企业，有关行业协会：
能源生产和消费相关活动是最主要的二氧化碳排放源，大力推动能源领域碳减排是做好碳达峰碳中和工作，以及加快构建现代能源体系的重要举措。
党的十八大以来，各地区、各有关部门围绕能源绿色低碳发展制定了一系列政策措施，推动太阳能、风能、水能、生物质能、地热能等清洁能源开发利用取得了明显成效，但现有的体制机制、政策体系、治理方式等仍然面临一些困难和挑战，难以适应新形势下推进能源绿色低碳转型的需要。
为深入贯彻落实《中共中央、国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》和《2030年前碳达峰行动方案》有关要求，经国务院同意，现就完善能源绿色低碳转型的体制机制和政策措施提出以下意见。
为深入贯彻党中央和国务院关于碳达峰碳中和重大战略决策部署，切实做好我省能源领域碳达峰工作，根据《国家发展改革委国家能源局关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》《中共吉林省委吉林省人民政府关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的实施意见》以及《吉林省人民政府关于印发吉林省碳达峰实施方案的通知》，制定本方案。
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以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的十九大和十九届历次全会精神，深入贯彻习近平生态文明思想，坚持稳中求进工作总基调，立足新发展阶段，完整、准确、全面贯彻新发展理念，构建新发展格局，深入推动能源消费革命、供给革命、技术革命、体制革命，全方位加强国际合作，从国情实际出发，统筹发展与安全、稳增长和调结构，深化能源领域体制机制改革创新，加快构建清洁低碳、安全高效的能源体系，促进能源高质量发展和经济社会发展全面绿色转型，为科学有序推动如期实现碳达峰、碳中和目标和建设现代化经济体系提供保障。
以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大精神以及省第十二次党代会精神，深入贯彻习近平生态文明思想，完整、准确、全面贯彻新发展理念，遵循“四个革命、一个合作”能源安全新战略，以“六新产业”“四新设施”构建新发展格局，深入实施“一主六双”高质量发展战略，坚持系统观念，处理好发展与减排、整体与局部、短期与中长期的关系，全面建设清洁能源大省，打造清洁低碳、安全高效的能源体系，促进能源高质量发展和经济社会发展全面绿色转型，确保2030年前实现能源领域碳达峰，提前布局碳中和。
加强顶层设计，发挥制度优势，处理好发展和减排、整体和局部、短期和中长期的关系，处理好转型各阶段不同能源品种之间的互补、协调、替代关系，推动煤炭和新能源优化组合，统筹推进全国及各地区能源绿色低碳转型。
加强全局统筹、战略谋划、整体推进，以能源供给侧结构性改革和消费侧绿色低碳转型为重点，加强能源领域碳达峰工作总体部署，注重政策的协同性和差异化，制定科学合理的碳达峰目标和路径。
在保障能源安全的前提下有序推进能源绿色低碳转型，先立后破，坚持全国“一盘棋”，加强转型中的风险识别和管控。
充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府引导作用，健全投资、价格、财税、金融等经济政策以及用能交易、碳排放交易等市场化机制，加快形成适应碳达峰、碳中和要求的市场机制。
在加快形成清洁低碳能源可靠供应能力基础上，逐步对化石能源进行安全可靠替代。
着力破除影响和制约能源绿色低碳发展的体制机制障碍，加快推进技术创新、模式创新、管理创新，大力推动能源绿色低碳技术研发、示范和推广应用，为实现碳达峰、碳中和注入强大动力。
完善能源领域创新体系和激励机制，提升关键核心技术创新能力。
贯彻节约优先方针，着力降低单位产出资源消耗和碳排放，增强能源系统运行和资源配置效率，提高经济社会综合效益。
在保障全省能源安全稳定供应的前提下，有序推进能源绿色低碳转型，依托西部国家级清洁能源基地建设，逐步提高非化石能源稳定供应能力，推动对化石能源的安全可靠替代。
“十四五”期间，能源结构调整优化取得显著成效，重点行业能源利用效率大幅提升，以新能源为主体的新型电力系统加快构建，“陆上风光三峡”建设取得显著进展，“山水蓄能三峡”全面启动。
深化能源领域体制改革，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，构建公平开放、有效竞争的能源市场体系。
到2025年，单位地区生产总值能耗和单位地区生产总值二氧化碳排放确保完成国家下达的目标任务，非化石能源消费比重达到17.7%左右，风电、光伏发电总装机容量达到3000万千瓦，为实现能源领域碳达峰奠定坚实基础。
更好发挥政府作用，在规划引领、政策扶持、市场监管等方面加强引导，营造良好的发展环境。
“十五五”期间，清洁低碳、安全高效的能源体系初步形成，能源结构调整取得重大进展，重点行业能源利用效率达到国际先进水平，“陆上风光三峡”全面建成，“山水蓄能三峡”基本建成。
到2030年，单位地区生产总值二氧化碳排放比2005年下降65%以上，非化石能源消费比重达到20%左右，风电、光伏发电总装机容量达到6000万千瓦。
“十四五”时期，基本建立推进能源绿色低碳发展的制度框架，形成比较完善的政策、标准、市场和监管体系，构建以能耗“双控”和非化石能源目标制度为引领的能源绿色低碳转型推进机制。
到2030年，基本建立完整的能源绿色低碳发展基本制度和政策体系，形成非化石能源既基本满足能源需求增量又规模化替代化石能源存量、能源安全保障能力得到全面增强的能源生产消费格局。
以国家能源战略为导向，强化国家能源规划的统领作用，各省（自治区、直辖市）结合国家能源规划部署和当地实际制定本地区能源规划，明确能源绿色低碳转型的目标和任务，在规划编制及实施中加强各能源品种之间、产业链上下游之间、区域之间的协同互济，整体提高能源绿色低碳转型和供应安全保障水平。
充分发挥西部地区风光资源优势、未利用土地资源优势和并网条件优势，以白城、松原、四平双辽地区为重心大力推进风电、太阳能发电规模化开发，依托鲁固直流和“吉电入京”特高压通道等电力外送条件，全力推进西部国家级清洁能源基地建设。
加强西部地区风光用地资源的规划工作和保护工作，确保项目可行性。
在长春、吉林、延边等中东部地区因地制宜开发分散式风电、分散式光伏和农光互补等多种形式的新能源发电项目，实现新能源灵活开发、就近并网。
重点监测评价各地区能耗强度、能源消费总量、非化石能源及可再生能源消费比重、能源消费碳排放系数等指标，评估能源绿色低碳转型相关机制、政策的执行情况和实际效果。
广泛开展新能源乡村振兴工程，鼓励村集体参与光伏发电等新能源开发建设项目，助力乡村振兴。
完善能源绿色低碳发展考核机制，按照国民经济和社会发展规划纲要、年度计划及能源规划等确定的能源相关约束性指标，强化相关考核。
到2025年，全省风电、光伏发电装机容量分别达到2200万千瓦和800万千瓦；
鼓励各地区通过区域协作或开展可再生能源电力消纳量交易等方式，满足国家规定的可再生能源消费最低比重等指标要求。
到2030年，全省风电、光伏发电装机容量分别达到4500万千瓦和1500万千瓦，逐步打造“陆上风光三峡”，形成国家“松辽清洁能源基地”核心组成部分。
（省能源局、省发改委、省自然资源厅、省林草局按职责分工负责，各市、县级政府负责落实；
国家能源委员会统筹协调能源绿色低碳转型相关战略、发展规划、行动方案和政策体系等。
以下各项任务均需各市、县级政府落实，不再逐条列出）
建立跨部门、跨区域的能源安全与发展协调机制，协调开展跨省跨区电力、油气等能源输送通道及储备等基础设施和安全体系建设，加强能源领域规划、重大工程与国土空间规划以及生态环境保护等专项规划衔接，及时研究解决实施中的问题。
按年度建立能源绿色低碳转型和安全保障重大政策实施、重大工程建设台账，完善督导协调机制。
依托现有或规划建设的产业园区，打造白城、松原、双辽“绿电”产业示范园区，配置合理规模的风电、光伏发电、储能等，降低园区内企业用电成本，吸引用电大户企业落户园区，增加园区用电量，提升新能源消纳水平，形成发电、供电、用电相互促进的良性循环。
充分发挥能源产业园区对经济发展的拉动效应，着力培育新技术、新业态、新模式，为促进经济发展提供新动能。
坚持把节约能源资源放在首位，强化能耗强度降低约束性指标管理，有效增强能源消费总量管理弹性，新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制，合理确定各地区能耗强度降低目标，加强能耗“双控”政策与碳达峰、碳中和目标任务的衔接。
鼓励生物质能多元化发展，按照“宜电则电、宜气则气、宜热则热”的原则，巩固并拓展生物质发电项目，依托各地现有供热管网，积极推进生物质锅炉直燃供热。
制修订重点用能行业单位产品能耗限额强制性国家标准，组织对重点用能企业落实情况进行监督检查。
在条件允许的畜禽养殖企业周边发展生物天然气项目，推广农村清洁能源利用。
注重生物质能开发进度与原料保障能力的衔接，加大地方财政对农林废弃物“收、储、运”环节的支持力度。
统筹考虑各地区可再生能源资源状况、开发利用条件和经济发展水平等，将全国可再生能源开发利用中长期总量及最低比重目标科学分解到各省（自治区、直辖市）实施，完善可再生能源电力消纳保障机制。
到2025年，全省生物质发电装机达到120万千瓦左右，实现生物质能源化利用率大幅提升。
推动地方建立健全用能预算管理制度，探索开展能耗产出效益评价。
（省能源局、省发改委、省自然资源厅、省林草局、省农业农村厅、省住建厅按职责分工负责）
加强顶层设计和统筹协调，加快建设全国碳排放权交易市场、用能权交易市场、绿色电力交易市场。
深入开展地热资源调查评价，对地热资源开发利用的可行性、适宜性、开发利用总量和开发强度进行总体评价。
推进统一的绿色产品认证与标识体系建设，建立绿色能源消费认证机制，推动各类社会组织采信认证结果。
鼓励采用“取热不取水”技术开发利用中深层地热资源，在全省工业园区、旅游景区、新建住宅区、政府性投资的公共建筑（办公楼、学校、医院）等场景开展中深层地热能示范。
建立电能替代推广机制，通过完善相关标准等加强对电能替代的技术指导。
深化地热能开发利用与工业用能、医疗康养、农业种植养殖等领域的融合，探索有利于地热能开发利用的市场运营模式和扶持政策。
（省能源局、省发改委、省自然资源厅、省住建厅按职责分工负责）
鼓励全社会优先使用绿色能源和采购绿色产品及服务，公共机构应当作出表率。
各地区应结合本地实际，采用先进能效和绿色能源消费标准，大力宣传节能及绿色消费理念，深入开展绿色生活创建行动。
开展“氢动吉林”行动，构建氢能“一区、两轴、四基地”发展格局。
鼓励有条件的地方开展高水平绿色能源消费示范建设，在全社会倡导节约用能。
依托西部可再生资源优势，中部场景、装备和区位优势，东部储能和贸易优势，打造国家级新能源与氢能产业融合示范区。
横向构建“白城－长春－延边”氢能走廊，纵向构建“哈尔滨－长春－大连”氢能走廊。
引导工业企业开展清洁能源替代，降低单位产品碳排放，鼓励具备条件的企业率先形成低碳、零碳能源消费模式。
积极建设吉林西部国家级可再生能源制氢规模化供应基地、长春氢能装备研发制造应用基地、吉林中西部多元化绿色氢基化工示范基地和延边氢能贸易一体化示范基地。
鼓励建设绿色用能产业园区和企业，发展工业绿色微电网，支持在自有场所开发利用清洁低碳能源，建设分布式清洁能源和智慧能源系统，对余热余压余气等综合利用发电减免交叉补贴和系统备用费，完善支持自发自用分布式清洁能源发电的价格政策。
力争到2025年，可再生能源制氢产能达到6-8万吨/年。
在符合电力规划布局和电网安全运行条件的前提下，鼓励通过创新电力输送及运行方式实现可再生能源电力项目就近向产业园区或企业供电，鼓励产业园区或企业通过电力市场购买绿色电力。
（省能源局、省发改委、省工信厅、省住建厅、省应急厅、省自然资源厅、省交通厅、省生态环境厅等相关部门按职责分工负责）
鼓励新兴重点用能领域以绿色能源为主满足用能需求并对余热余压余气等进行充分利用。
提升建筑节能标准，推动超低能耗建筑、低碳建筑规模化发展，推进和支持既有建筑节能改造，积极推广使用绿色建材，健全建筑能耗限额管理制度。
严格落实能耗“双控”制度，可再生能源电力消费量和原料用能不纳入能源消费总量控制。
完善建筑可再生能源应用标准，鼓励光伏建筑一体化应用，支持利用太阳能、地热能和生物质能等建设可再生能源建筑供能系统。
推动实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。
在具备条件的地区推进供热计量改革和供热设施智能化建设，鼓励按热量收费，鼓励电供暖企业和用户通过电力市场获得低谷时段低价电力，综合运用峰谷电价、居民阶梯电价和输配电价机制等予以支持。
在保障能源安全的前提下稳步推进煤炭消费替代，“十四五”时期科学设定煤炭消费增长空间，到2025年，全省煤炭消费控制在9000万吨以内，消费比重下降至60%以内；
落实好支持北方地区农村冬季清洁取暖的供气价格政策。
“十五五”时期进入峰值平台期，到2030年，全省煤炭消费比重持续下降；
逐步调整石油消费规模，“十四五”时期逐步下降，“十五五”时期保持稳定；
推进交通运输绿色低碳转型，优化交通运输结构，推行绿色低碳交通设施装备。
有序引导天然气消费，在确保民生用气的基础上加快提升工业用气规模，实现“十四五”和“十五五”时期持续增长。
推行大容量电气化公共交通和电动、氢能、先进生物液体燃料、天然气等清洁能源交通工具，完善充换电、加氢、加气（LNG）站点布局及服务设施，降低交通运输领域清洁能源用能成本。
通过多点发力促进全省化石能源消费的总量控制和结构优化。
对交通供能场站布局和建设在土地空间等方面予以支持，开展多能融合交通供能场站建设，推进新能源汽车与电网能量互动试点示范，推动车桩、船岸协同发展。
（省能源局、省发改委、省工信厅、省住建厅、省生态环境厅、省市场监管厅按职责分工负责）
对利用铁路沿线、高速公路服务区等建设新能源设施的，鼓励对同一省级区域内的项目统一规划、统一实施、统一核准（备案）。
在保障电力稳定供应、满足电力需求的前提下，大力推动煤电节能降碳改造和供热改造，有序推进老旧燃煤机组等容量替代。
结合资源禀赋、土地用途、生态保护、国土空间规划等情况，以市（县）级行政区域为基本单元，全面开展全国清洁低碳能源资源详细勘查和综合评价，精准识别可开发清洁低碳能源资源并进行数据整合，完善并动态更新全国清洁低碳能源资源数据库。
新增煤电机组全部按照超低排放标准建设，煤耗标准达到国际先进水平。
加强与国土空间基础信息平台的衔接，及时将各类清洁低碳能源资源分布等空间信息纳入同级国土空间基础信息平台和国土空间规划“一张图”，并以适当方式与地方各级政府、企业、行业协会和研究机构等共享。
提高可再生能源相关气象观测、资源评价以及预测预报技术能力，为可再生能源资源普查、项目开发和电力系统运行提供支撑。
到2025年，重点区域地级及以上城市建成区基本淘汰每小时35蒸吨及以下的燃煤锅炉。
构建国家能源基础信息及共享平台，整合能源全产业链信息，推动能源领域数字经济发展。
2025年底前，全省65蒸吨/小时以上的燃煤锅炉（含电力）实现超低排放，加快实现重点领域煤炭清洁高效利用。
（十三）推动构建以清洁低碳能源为主体的能源供应体系。
（省能源局、省发改委、省住建厅、省生态环境厅、省市场监管厅按职责分工负责）
以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点，加快推进大型风电、光伏发电基地建设，对区域内现有煤电机组进行升级改造，探索建立送受两端协同为新能源电力输送提供调节的机制，支持新能源电力能建尽建、能并尽并、能发尽发。
各地区按照国家能源战略和规划及分领域规划，统筹考虑本地区能源需求和清洁低碳能源资源等情况，在省级能源规划总体框架下，指导并组织制定市（县）级清洁低碳能源开发利用、区域能源供应相关实施方案。
提升终端燃油产品能效，推进先进生物液体燃料、可持续航空燃料等替代传统燃油。
各地区应当统筹考虑本地区能源需求及可开发资源量等，按就近原则优先开发利用本地清洁低碳能源资源，根据需要积极引入区域外的清洁低碳能源，形成优先通过清洁低碳能源满足新增用能需求并逐渐替代存量化石能源的能源生产消费格局。
积极推动炼油产业结构调整，支持炼油企业采用先进工艺技术实施结构优化升级，提升炼化一体化水平，促进石油清洁高效利用。
鼓励各地区建设多能互补、就近平衡、以清洁低碳能源为主体的新型能源系统。
有序引导天然气消费，优化天然气利用结构，优先保障民生用气，大力推动天然气与多种能源融合发展。
持续推进“气化吉林”惠民工程，加大对天然气下游市场的培育力度，提高天然气普及率，提升天然气消费占全省能源消费比重。
在农村地区优先支持屋顶分布式光伏发电以及沼气发电等生物质能发电接入电网，电网企业等应当优先收购其发电量。
（省能源局、省发改委、省住建厅、省工信厅按职责分工负责）
鼓励利用农村地区适宜分散开发风电、光伏发电的土地，探索统一规划、分散布局、农企合作、利益共享的可再生能源项目投资经营模式。
鼓励农村集体经济组织依法以土地使用权入股、联营等方式与专业化企业共同投资经营可再生能源发电项目，鼓励金融机构按照市场化、法治化原则为可再生能源发电项目提供融资支持。
加大对农村电网建设的支持力度，组织电网企业完善农村电网。
坚持“宜电则电、宜气则气、宜煤则煤、宜热则热”原则，因地制宜推进清洁供暖，减少民用散烧煤，持续推动北方地区清洁取暖工作开展，提升城乡居民用能水平。
加强农村电网技术、运行和电力交易方式创新，支持新能源电力就近交易，为农村公益性和生活用能以及乡村振兴相关产业提供低成本绿色能源。
鼓励因地制宜采用天然气、清洁电力、地热能、太阳能、核能等多种清洁供暖配合互补的方式，满足不同场景取暖需求。
完善规模化沼气、生物天然气、成型燃料等生物质能和地热能开发利用扶持政策和保障机制。
抓住新能源跨越式发展的契机，积极通过市场化方式，引导电供暖负荷响应新能源出力特性，并为新能源增量项目创造更大的消纳空间。
（十五）建立清洁低碳能源开发利用的国土空间管理机制。
（省发改委、省住建厅、省生态环境厅、省能源局、省财政厅按职责分工负责）
围绕做好碳达峰碳中和工作，统筹考虑清洁低碳能源开发以及能源输送、储存等基础设施用地用海需求。
完善能源项目建设用地分类指导政策，调整优化可再生能源开发用地用海要求，制定利用沙漠、戈壁、荒漠土地建设可再生能源发电工程的土地支持政策，完善核电、抽水蓄能厂（场）址保护制度并在国土空间规划中予以保障，在国土空间规划中统筹考虑输电通道、油气管道走廊用地需求，建立健全土地相关信息共享与协同管理机制。
着力提高电能占终端能源消费比重，助力能源消费绿色转型。
在生产生活各个领域因地制宜有序推进经济性好、节能降碳效益佳的电能替代措施。
符合条件的海上风电等可再生能源项目可按规定申请减免海域使用金。
促进风能、太阳能、生物质能等新能源分布式利用，在风电富余地区合理推广蓄热式电锅炉，促进风电就地消纳。
鼓励在风电等新能源开发建设中推广应用节地技术和节地模式。
在工业领域加强电力需求侧管理，推动工业领域电力需求侧管理示范企业（园区）创建，征集、推广应用电相关产品（技术），提升消纳绿色电力比例，优化电力资源配置。
提高建筑终端电气化水平，建设集光伏发电、储能、直流配电、柔性用电为一体的“光储直柔”建筑。
持续推进农村电网改造升级，积极争取中央预算内资金支持，努力实现城乡供电服务均等化，提升农村用能电气化水平。
推动电力来源清洁化和终端能源消费电气化，适应新能源电力发展需要制定新型电力系统发展战略和总体规划，鼓励各类企业等主体积极参与新型电力系统建设。
（省能源局、省发改委、省工信厅、省住建厅、省电力公司按职责分工负责）
对现有电力系统进行绿色低碳发展适应性评估，在电网架构、电源结构、源网荷储协调、数字化智能化运行控制等方面提升技术和优化系统。
加强新型电力系统基础理论研究，推动关键核心技术突破，研究制定新型电力系统相关标准。
推动互联网、数字化、智能化技术与电力系统融合发展，推动新技术、新业态、新模式发展，构建智慧能源体系。
在实现鲁固直流全额外送基础上，“十四五”期间积极推进“吉电入京”特高压外送通道建设，将吉林省清洁电力送往华北地区负荷中心，深度参与全国能源资源优化配置。
加强新型电力系统技术体系建设，开展相关技术试点和区域示范。
（十七）完善适应可再生能源局域深度利用和广域输送的电网体系。
“十五五”期间进一步提高电力外送能力，满足我省建设国家级清洁能源生产基地电力外送需求，扩大清洁能源消纳范围。
整体优化输电网络和电力系统运行，提升对可再生能源电力的输送和消纳能力。
通过电源配置和运行优化调整尽可能增加存量输电通道输送可再生能源电量，明确最低比重指标并进行考核。
统筹布局以送出可再生能源电力为主的大型电力基地，在省级电网及以上范围优化配置调节性资源。
落实国家新一轮抽水蓄能中长期规划，充分发挥我省东部地区水能资源优势，提升电力系统的调节能力和清洁能源的消纳能力。
完善相关省（自治区、直辖市）政府间协议与电力市场相结合的可再生能源电力输送和消纳协同机制，加强省际、区域间电网互联互通，进一步完善跨省跨区电价形成机制，促进可再生能源在更大范围消纳。
加快推进蛟河（120万千瓦）抽水蓄能电站建设，积极推进通化、和龙、汪清、敦化（大沟河、塔拉河）、靖宇、安图等地抽水蓄能电站核准开工。
大力推进高比例容纳分布式新能源电力的智能配电网建设，鼓励建设源网荷储一体化、多能互补的智慧能源系统和微电网。
打造东北电网应急调峰保障基地，未来形成总规模达到千万千瓦级的抽蓄电站集群。
电网企业应提升新能源电力接纳能力，动态公布经营区域内可接纳新能源电力的容量信息并提供查询服务，依法依规将符合规划和安全生产条件的新能源发电项目和分布式发电项目接入电网，做到应并尽并。
“十四五”期间，蛟河抽水蓄能电站及其他规划电站全面开工建设。
建立全国统一电力市场体系，加快电力辅助服务市场建设，推动重点区域电力现货市场试点运行，完善电力中长期、现货和辅助服务交易有机衔接机制，探索容量市场交易机制，深化输配电等重点领域改革，通过市场化方式促进电力绿色低碳发展。
完善有利于可再生能源优先利用的电力交易机制，开展绿色电力交易试点，鼓励新能源发电主体与电力用户或售电公司等签订长期购售电协议。
支持微电网、分布式电源、储能和负荷聚合商等新兴市场主体独立参与电力交易。
在电网输配辅助服务、可再生能源并网、分布式能源、微电网以及用户侧等方面，积极推动储能应用，带动储能电池制造等上游产业发展，逐步形成完整的储能产业链。
积极推进分布式发电市场化交易，支持分布式发电（含电储能、电动车船等）与同一配电网内的电力用户通过电力交易平台就近进行交易，电网企业（含增量配电网企业）提供输电、计量和交易结算等技术支持，完善支持分布式发电市场化交易的价格政策及市场规则。
力争到“十四五”中期建成一批不同技术类型、不同应用场景的试点示范项目，推进储能进入商业化发展阶段；
到“十四五”末期形成较为完整的储能产业体系，成为能源领域经济新增长点，进入规模化发展阶段。
引导新能源开发主体在电网侧联合开展集中式储能电站建设，储能规模不低于新增新能源装机容量的10%，储能时长不低于2小时，到2025年，新型储能装机规模达到25万千瓦。
全面实施煤电机组灵活性改造，完善煤电机组最小出力技术标准，科学核定煤电机组深度调峰能力；
因地制宜建设既满足电力运行调峰需要、又对天然气消费季节差具有调节作用的天然气“双调峰”电站；
积极推动流域控制性调节水库建设和常规水电站扩机增容，加快建设抽水蓄能电站，探索中小型抽水蓄能技术应用，推行梯级水电储能；
持续开展火电机组灵活性改造，提升传统电源调峰能力，适应以新能源为主体的新型电力系统，加快推进煤电由主体型电源向调节型电源转变。
发挥太阳能热发电的调节作用，开展废弃矿井改造储能等新型储能项目研究示范，逐步扩大新型储能应用。
鼓励省内“四大”发电集团本着“应改尽改，全面彻底”的原则，对所属煤电机组全部进行灵活性改造。
全面推进企业自备电厂参与电力系统调节，鼓励工业企业发挥自备电厂调节能力就近利用新能源。
充分利用天然气“中俄东线”上游优势，大力发展燃气发电项目，加快推进大型燃气调峰电厂建设，力争“十四五”期间建成投产。
完善支持灵活性煤电机组、天然气调峰机组、水电、太阳能热发电和储能等调节性电源运行的价格补偿机制。
鼓励新能源发电基地提升自主调节能力，探索一体化参与电力系统运行。
完善抽水蓄能、新型储能参与电力市场的机制，更好发挥相关设施调节作用。
积极建设智慧能源系统，加快推进“新能源+储能”“源网荷储一体化”和“多能互补”发展。
探索智能配电网建设，推动可再生能源发电在终端直接应用。
推动电力需求响应市场化建设，推动将需求侧可调节资源纳入电力电量平衡，发挥需求侧资源削峰填谷、促进电力供需平衡和适应新能源电力运行的作用。
加强用户需求侧响应能力建设，培育柔性电力负荷，建立健全基于价格激励的负荷侧响应机制。
拓宽电力需求响应实施范围，通过多种方式挖掘各类需求侧资源并组织其参与需求响应，支持用户侧储能、电动汽车充电设施、分布式发电等用户侧可调节资源，以及负荷聚合商、虚拟电厂运营商、综合能源服务商等参与电力市场交易和系统运行调节。
引导自备电厂、传统工业用电大户、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等参与系统调节，推动新型电力系统建设。
开展跨省（区）调峰互济，完善区域调峰互济协调联动机制，发挥大电网资源优化配置作用，提升新能源消纳能力。
加快推进需求响应市场化建设，探索建立以市场为主的需求响应补偿机制。
全面调查评价需求响应资源并建立分级分类清单，形成动态的需求响应资源库。
探索同一市场主体运营集供电、供热（供冷）、供气为一体的多能互补、多能联供区域综合能源系统，鼓励地方采取招标等竞争性方式选择区域综合能源服务投资经营主体。
稳步推进煤炭地质勘探，增加煤炭资源储量，积极开发省内煤炭资源，推进现有矿井提能改造，有序推进新增项目建设。
鼓励增量配电网通过拓展区域内分布式清洁能源、接纳区域外可再生能源等提高清洁能源比重。
抓住国家将港口煤炭纳入调控的窗口期，应进则进，积极签订进口煤中长期协议。
公共电网企业、燃气供应企业应为综合能源服务运营企业提供可靠能源供应，并做好配套设施运行衔接。
到2025年，省内煤炭产量达到1000万吨，省外调入煤炭约8000万吨，全省煤炭保供能力全面提升。
鼓励提升智慧能源协同服务水平，强化共性技术的平台化服务及商业模式创新，充分依托已有设施，在确保能源数据信息安全的前提下，加强数据资源开放共享。
（省能源局、省发改委、省自然资源厅、省商务厅、省市场监管厅、省工信厅、省应急厅、省科技厅按职责分工负责）
以松辽盆地南部、伊通盆地为重点，加大省内原油、天然气精细勘探开发力度，提高油气资源探明率，增加油气资源可采储量。
立足以煤为主的基本国情，按照能源不同发展阶段，发挥好煤炭在能源供应保障中的基础作用。
进一步深化与中石油等上游油气销售企业的战略合作，积极引进黑龙江石油资源和俄罗斯油气资源，增加供应量。
建立煤矿绿色发展长效机制，优化煤炭产能布局，加大煤矿“上大压小、增优汰劣”力度，大力推动煤炭清洁高效利用。
将油页岩资源视为我省重要的战略储备，依托国家油页岩开采研发中心，建立国家级油页岩原位开发及试验的先导示范区，加快推动全省油页岩产业开发利用的进程。
制定矿井优化系统支持政策，完善绿色智能煤矿建设标准体系，健全煤矿智能化技术、装备、人才发展支持政策体系。
到2025年，省内石油产量达到420万吨以上，省外调入石油350万吨以上，省内天然气产量达到35亿立方米以上，省外调入天然气25亿立方米以上，全省油气保供能力稳步提升。
完善煤矸石、矿井水、煤矿井下抽采瓦斯等资源综合利用及矿区生态治理与修复支持政策，加大力度支持煤矿充填开采技术推广应用，鼓励利用废弃矿区开展新能源及储能项目开发建设。
（省能源局、省发改委、省自然资源厅按职责分工负责）
依法依规加快办理绿色智能煤矿等优质产能和保供煤矿的环保、用地、核准、采矿等相关手续。
科学评估煤炭企业产量减少和关闭退出的影响，研究完善煤炭企业退出和转型发展以及从业人员安置等扶持政策。
超前部署碳捕集、利用与封存（CCUS）技术，重点聚焦碳捕集与利用，加快研发碳捕集先进材料、专用大型二氧化碳分离与热换设备、二氧化碳利用等关键核心技术，突破烟气二氧化碳捕集、二氧化碳矿化及微藻利用技术，部署直接空气二氧化碳捕集等负排放技术。
在电力安全保供的前提下，统筹协调有序控煤减煤，推动煤电向基础保障性和系统调节性电源并重转型。
推进松辽盆地油气CCUS产业示范基地建设，推动火电机组十万吨级二氧化碳捕集与利用技术应用示范，通过工程放大和技术迭代，降低碳捕集成本。
按照电力系统安全稳定运行和保供需要，加强煤电机组与非化石能源发电、天然气发电及储能的整体协同。
（省科技厅、省能源局、省生态环境厅按职责分工负责）
推进煤电机组节能提效、超低排放升级改造，根据能源发展和安全保供需要合理建设先进煤电机组。
充分挖掘现有大型热电联产企业供热潜力，鼓励在合理供热半径内的存量凝汽式煤电机组实施热电联产改造，在允许燃煤供热的区域鼓励建设燃煤背压供热机组，探索开展煤电机组抽汽蓄能改造。
抓住能源绿色、低碳、智能发展的战略方向，加强新型电力系统、智能电网、新型储能技术、动力电池、氢能制储运用、新型高效太阳能发电和大容量风电等新能源发电等能源技术的研发、引进和应用，推动技术成果转化，以技术进步带动产业转型升级。
有序推动落后煤电机组关停整合，加大燃煤锅炉淘汰力度。
依托全省新基建“761”工程建设，促进能源与现代信息技术深度融合，加快能源基础设施数字化、智能化建设。
原则上不新增企业燃煤自备电厂，推动燃煤自备机组公平承担社会责任，加大燃煤自备机组节能减排力度。
（省科技厅、省能源局、省应急厅、省政数局、国家矿监局吉林局按职责分工负责）
支持利用退役火电机组的既有厂址和相关设施建设新型储能设施或改造为同步调相机。
完善火电领域二氧化碳捕集利用与封存技术研发和试验示范项目支持政策。
提升电力交易市场化程度，推动各类发电主体发电计划有序放开，推进新能源直接参与电力交易。
提升油气田清洁高效开采能力，推动炼化行业转型升级，加大减污降碳协同力度。
推动建设多层次、各环节统筹衔接的完整电力市场体系，构建适应新能源高比例并网的市场机制，实现电力中长期连续运营。
完善油气与地热能以及风能、太阳能等能源资源协同开发机制，鼓励油气企业利用自有建设用地发展可再生能源和建设分布式能源设施，在油气田区域内建设多能融合的区域供能系统。
发挥电力交易平台纽带作用，统筹做好绿电交易与可再生能源消纳责任权重、碳市场、能耗双控等政策衔接。
持续推动油气管网公平开放并完善接入标准，梳理天然气供气环节并减少供气层级，在满足安全和质量标准等前提下，支持生物燃料乙醇、生物柴油、生物天然气等清洁燃料接入油气管网，探索输气管道掺氢输送、纯氢管道输送、液氢运输等高效输氢方式。
加强售电侧市场规范引导，有序向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体，为用户选择“绿电”提供更加丰富的途径。
鼓励传统加油站、加气站建设油气电氢一体化综合交通能源服务站。
加强二氧化碳捕集利用与封存技术推广示范，扩大二氧化碳驱油技术应用，探索利用油气开采形成地下空间封存二氧化碳。
各级财政要加大对碳达峰、碳中和相关工作的支持力度。
加快完善风电、光伏发电上网电价形成机制，推动抽水蓄能价格机制有效实施，建立新型储能价格机制，完善分时电价政策，拉大峰谷价差。
加强全国以及分级分类的能源生产、供应和消费信息系统建设，建立跨部门跨区域能源安全监测预警机制，各省（自治区、直辖市）要建立区域能源综合监测体系，电网、油气管网及重点能源供应企业要完善经营区域能源供应监测平台并及时向主管部门报送相关信息。
推动健全绿色金融政策体系，引导和激励金融机构以市场化方式支持能源清洁低碳技术研发和推广应用。
加强能源预测预警的监测评估能力建设，建立涵盖能源、应急、气象、水利、地质等部门的极端天气联合应对机制，提高预测预判和灾害防御能力。
（省财政厅、省发改委、省地方金融监管局、省能源局、人民银行长春中心支行、吉林银保监局、吉林证监局按职责分工负责）
健全能源供应风险应对机制，完善极端情况下能源供应应急预案和应急状态下的协同调控机制。
各类发电机组运行要严格遵守《电网调度管理条例》等法律法规和技术规范，建立煤电机组退出审核机制，承担支持电力系统运行和保供任务的煤电机组未经许可不得退出运行，可根据机组性能和电力系统运行需要经评估后转为应急备用机组。
各级政府、各有关部门要严格按照“五化”闭环工作法要求，明确职责分工，细化工作责任，加强工作统筹，深化部门、地区之间协同联动，及时协调解决清洁能源开发、“吉电入京”外送通道、“绿电”产业示范园区等重大事项。
建立各级电力规划安全评估制度，健全各类电源并网技术标准，从源头管控安全风险。
完善电力电量平衡管理，制定年度电力系统安全保供方案。
建立电力企业与燃料供应企业、管输企业的信息共享与应急联动机制，确保极端情况下能源供应。
构建与碳达峰相适应的绿色投融资政策体系，不断加大绿色信贷、绿色债券规模。
建立重要输电通道跨部门联防联控机制，提升重要输电通道运行安全保障能力。
加大对节能减碳项目实施、技术研发等支持力度，严格执行惩罚性电价、差别电价等环保电价政策。
建立完善负荷中心和特大型城市应急安全保障电源体系。
集中相关扶持政策向低碳产业园区倾斜，在园区用地方面给予优先保障，支持园区企业发展。
完善电力监控系统安全防控体系，加强电力行业关键信息基础设施安全保护。
积极推进碳排放权、用能权交易市场化机制建设，推行合同能源管理等模式。
严格落实地方政府、有关电力企业的电力安全生产和供应保障主体责任，统筹协调推进电力应急体系建设，强化新型储能设施等安全事故防范和处置能力，提升本质安全水平。
健全电力应急保障体系，完善电力应急制度、标准和预案。
进一步健全和完善督查工作机制，强化督导落实，加强和规范事中事后监管，健全依法依规、全面覆盖、透明高效、执纪严格的监管督导体系。
统筹能源绿色低碳转型和能源供应安全保障，提高适应经济社会发展以及各种极端情况的能源供应保障能力，优化能源储备设施布局，完善煤电油气供应保障协调机制。
强化新能源产业重大项目、重点工作的督促检查，对照目标要求，及时跟踪问效，分析存在问题，推进目标任务顺利完成。
加快形成政府储备、企业社会责任储备和生产经营库存有机结合、互为补充，实物储备、产能储备和其他储备方式相结合的石油储备体系。
实施横向互联、纵向互通的全过程协同监管，提高监管效率，形成促进吉林省能源领域如期实现碳达峰的合力。
健全煤炭产品、产能储备和应急储备制度，完善应急调峰产能、可调节库存和重点电厂煤炭储备机制，建立以企业为主体、市场化运作的煤炭应急储备体系。
建立健全地方政府、供气企业、管输企业、城镇燃气企业各负其责的多层次天然气储气调峰和应急体系。
《吉林省能源领域2030年前碳达峰实施方案》政策解读
完善煤炭、石油、天然气产供储销体系，探索建立氢能产供储销体系。
按规划积极推动流域龙头水库电站建设，提升水库储能、运行调节和应急调用能力。
建设并发挥好能源领域国家实验室作用，形成以国家战略科技力量为引领、企业为主体、市场为导向、产学研用深度融合的能源技术创新体系，加快突破一批清洁低碳能源关键技术。
支持行业龙头企业联合高等院校、科研院所和行业上下游企业共建国家能源领域研发创新平台，推进各类科技力量资源共享和优化配置。
围绕能源领域相关基础零部件及元器件、基础软件、基础材料、基础工艺等关键技术开展联合攻关，实施能源重大科技协同创新研究。
加强新型储能相关安全技术研发，完善设备设施、规划布局、设计施工、安全运行等方面技术标准规范。
（二十九）建立清洁低碳能源产业链供应链协同创新机制。
推动构建以需求端技术进步为导向，产学研用深度融合、上下游协同、供应链协作的清洁低碳能源技术创新促进机制。
依托大型新能源基地等重大能源工程，推进上下游企业协同开展先进技术装备研发、制造和应用，通过工程化集成应用形成先进技术及产业化能力。
加快纤维素等非粮生物燃料乙醇、生物航空煤油等先进可再生能源燃料关键技术协同攻关及产业化示范。
推动能源电子产业高质量发展，促进信息技术及产品与清洁低碳能源融合创新，加快智能光伏创新升级。
依托现有基础完善清洁低碳能源技术创新服务平台，推动研发设计、计量测试、检测认证、知识产权服务等科技服务业与清洁低碳能源产业链深度融合。
探索以市场化方式吸引社会资本支持资金投入大、研究难度高的战略性清洁低碳能源技术研发和示范项目。
采取“揭榜挂帅”等方式组织重大关键技术攻关，完善支持首台（套）先进重大能源技术装备示范应用的政策，推动能源领域重大技术装备推广应用。
强化国有能源企业节能低碳相关考核，推动企业加大能源技术创新投入，推广应用新技术，提升技术水平。
九、建立支撑能源绿色低碳转型的财政金融政策保障机制
（三十一）完善支持能源绿色低碳转型的多元化投融资机制。
加大对清洁低碳能源项目、能源供应安全保障项目投融资支持力度。
通过中央预算内投资统筹支持能源领域对碳减排贡献度高的项目，将符合条件的重大清洁低碳能源项目纳入地方政府专项债券支持范围。
国家绿色发展基金和现有低碳转型相关基金要将清洁低碳能源开发利用、新型电力系统建设、化石能源企业绿色低碳转型等作为重点支持领域。
推动清洁低碳能源相关基础设施项目开展市场化投融资，研究将清洁低碳能源项目纳入基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）试点范围。
中央财政资金进一步向农村能源建设倾斜，利用现有资金渠道支持农村能源供应基础设施建设、北方地区冬季清洁取暖、建筑节能等。
完善清洁低碳能源行业企业贷款审批流程和评级方法，充分考虑相关产业链长期成长性及对碳达峰、碳中和的贡献。
创新适应清洁低碳能源特点的绿色金融产品，鼓励符合条件的企业发行碳中和债等绿色债券，引导金融机构加大对具有显著碳减排效益项目的支持；
鼓励发行可持续发展挂钩债券等，支持化石能源企业绿色低碳转型。
探索推进能源基础信息应用，为金融支持能源绿色低碳转型提供信息服务支撑。
鼓励能源企业践行绿色发展理念，充分披露碳排放相关信息。
鼓励金融产品和服务创新，支持“一带一路”清洁低碳能源开发利用。
推进“一带一路”绿色能源务实合作，探索建立清洁低碳能源产业链上下游企业协同发展合作机制。
引导企业开展清洁低碳能源领域对外投资，在相关项目开展中注重资源节约、环境保护和安全生产。
（三十四）积极推动全球能源治理中绿色低碳转型发展合作。
建设和运营好“一带一路”能源合作伙伴关系和国际能源变革论坛等，力争在全球绿色低碳转型进程中发挥更好作用。
依托中国—阿盟、中国—非盟、中国—东盟、中国—中东欧、亚太经合组织（APEC）可持续能源中心等合作平台，持续支持可再生能源、电力、核电、氢能等清洁低碳能源相关技术人才合作培养，开展能力建设、政策、规划、标准对接和人才交流。
提升与国际能源署（IEA）、国际可再生能源署（IRENA）等国际组织的合作水平，积极参与并引导在联合国、二十国集团（G20）、APEC、金砖国家、上合组织等多边框架下的能源绿色低碳转型合作。
（三十五）充分利用国际要素助力国内能源绿色低碳发展。
落实鼓励外商投资产业目录，完善相关支持政策，吸引和引导外资投入清洁低碳能源产业领域。
完善鼓励外资融入我国清洁低碳能源产业创新体系的激励机制，严格知识产权保护。
加强绿色电力认证国际合作，倡议建立国际绿色电力证书体系，积极引导和参与绿色电力证书核发、计量、交易等国际标准研究制定。
推动建立中欧能源技术创新合作平台等清洁低碳能源技术创新国际合作平台，支持跨国企业在华设立清洁低碳能源技术联合研发中心，促进清洁低碳、脱碳无碳领域联合攻关创新与示范应用。
加强能源绿色低碳发展法制建设，修订和完善能源领域法律制度，健全适应碳达峰碳中和工作需要的能源法律制度体系。
增强相关法律法规的针对性和有效性，全面清理现行能源领域法律法规中与碳达峰碳中和工作要求不相适应的内容。
健全清洁低碳能源相关标准体系，加快研究和制修订清洁高效火电、可再生能源发电、核电、储能、氢能、清洁能源供热以及新型电力系统等领域技术标准和安全标准。
鼓励各地区和行业协会、企业等依法制定更加严格的地方标准、行业标准和企业标准。
制定能源领域绿色低碳产业指导目录，建立和完善能源绿色低碳转型相关技术标准及相应的碳排放量、碳减排量等核算标准。
持续推动简政放权，继续下放或取消非必要行政许可事项，进一步优化能源领域营商环境，增强市场主体创新活力。
破除制约市场竞争的各类障碍和隐性壁垒，落实市场准入负面清单制度，支持各类市场主体依法平等进入负面清单以外的能源领域。
优化清洁低碳能源项目核准和备案流程，简化分布式能源投资项目管理程序。
创新综合能源服务项目建设管理机制，鼓励各地区依托全国投资项目在线审批监管平台建立综合能源服务项目多部门联审机制，实行一窗受理、并联审批。
加强对能源绿色低碳发展相关能源市场交易、清洁低碳能源利用等监管，维护公平公正的能源市场秩序。
稳步推进能源领域自然垄断行业改革，加强对有关企业在规划落实、公平开放、运行调度、服务价格、社会责任等方面的监管。
健全对电网、油气管网等自然垄断环节企业的考核机制，重点考核有关企业履行能源供应保障、科技创新、生态环保等职责情况。
创新对综合能源服务、新型储能、智慧能源等新产业新业态监管方式。